考虑季节性氢储及期货式碳交易的综合能源系统年度规划研究

2022-08-31孙子茹艾芊居来提阿不力孜何峰袁少伟

中国电力 2022年8期

孙子茹，艾芊，居来提·阿不力孜，何峰，袁少伟

(1. 上海交通大学电子信息与电气工程学院，上海 200240；2. 国网新疆电力有限公司乌鲁木齐供电公司，新疆乌鲁木齐 830000)

0 引言

随着双碳战略与新型电力系统建设的推进，可再生能源占比日益增加，但受自然环境影响具有明显季节性出力波动，难以完全贴合负荷曲线波动，能源系统在冬夏季节供不应求，而在春秋季节供大于求，在特殊极端天气情况下，新能源可能连续多日处于低出力状态，加剧了供需平衡的不确定性，进一步扩大供能缺口。在系统中引入“储”元素削减可再生能源的不确定性是行之有效的策略，国家已经出台了一系列政策指导意见[1-4]，但较多集中在电化学储能、抽水蓄能等储能形式，而化学储能、抽水蓄能受制于建设地理要求高、存储容量与经济性制约、储存能量耗散率高、后续回收利用难等多种因素，难以参与周、月等更长时间尺度的运行优化，因此需要进一步研究大规模、长时间、宽领域的季节性储能（seasonal energy storage，SES）。

氢储能可以在实现电-氢-电跨能源形式转变基础上，利用储氢罐满足长时间储能及运输需求，满足季节性储能长时间尺度、跨能源形式、空间可运输3个关键特征[5]，除此之外，随着电解水制氢技术的不断进步，利用富余的可再生能源制氢成本不断降低，能够适应可再生能源发展配套规模化，而且可以作为无污染的绿色燃料参与到二氧化碳处理和资源化利用过程中[6]，因此氢储能是未来具有应用潜力的季节性储能系统。文献[7]总结归纳了氢气目前的储运方式及技术研究现状。文献[8]针对未来中国西部高比例新能源电源对外输送及消纳问题，提出了近期和远期西部电氢综合能源电力网的初步构建方案。文献[9]分析了新能源电制-储氢耦合的能源系统结构形态、利用模式。文献[10]评估了氢储能对电力系统时域分析的影响。文献[11-12]提出了电氢综合能源系统鲁棒优化模型，根据不同研究目标得到了多种可参考运行策略。但目前大多数含氢的综合能源运行优化策略研究聚焦在较小的园区内，部分研究使用氢燃料电池进行氢转电，没有考虑到燃料电池本身造价成本高昂等弊端，难以运用在实际大容量综合能源系统中，因此需要寻求更好的氢电耦合方式。

由于氢气燃烧产物无污染，因此氢气被视为未来低碳能源的重要形式，但传统火电机组及燃气机组难以短时间内被完全取代，因此碳捕集、利用与封存(carbon capture, utilization and storage,CCUS )技术结合传统电厂成为目前关键低碳技术之一，碳排放权交易机制也应运而生。文献[13]在园区内引入碳捕集及储碳设备，建立了考虑碳交易的多能源园区日前经济调度模型。文献[14]研究了碳捕集火电机组参与电能市场以及碳交易市场的效益最优策略。但目前大部分研究都集中在日前时间尺度，缺乏对年度运行计划的相关研究，没有考虑中长期管控能源系统碳排量的合理性及经济性，因此需要进一步研究综合能源系统如何用较少的碳成本完成长期的减排目标。

本文首先在传统电-气-热-冷的综合能源系统基础上，考虑了氢能和碳能的耦合作用，以电解水反应装置及燃氢轮机作为电-氢-电能量转换设备，储氢设备解决了氢电耦合季节性不匹配的矛盾，用碳捕集-碳封存设备和氢气甲烷化反应装置控制二氧化碳的排放及利用，提出了考虑碳流的多能耦合综合能源系统框架，并对系统内关键设备建立数学模型。其次，结合现有碳交易日市场提出了中长时间尺度期货式碳交易机制，在控制系统年碳排量的同时，给予系统更高的自由调节空间。随后，在传统综合能源系统基础上，综合考虑了系统的各项成本，提出了经济成本最优的多目标函数模型，并利用改进差分进化算法对模型进行求解。最后，选取新疆东部某风光水新能源基地为例，验证了所提方法的可行性与经济性。

1 考虑碳流的多能耦合综合能源系统

1.1 考虑碳流的综合能源系统框架

为促进可再生能源的消纳利用，平抑系统净负荷季节性波动，本文在传统综合能源系统基础上增加了电解水制氢、储氢以及燃氢轮机设备，通过考虑氢-电耦合关系使氢能作为季节性储能发挥“低储高发”作用。考虑低碳经济影响在系统内引入碳能流，增加了可调节碳捕集装置以及碳封存和氢气甲烷化反应。新增的电解水反应和氢气甲烷化反应都是高温反应，其反应过程余热进一步回收耦合到热网中再利用。冷、热负荷具有季节互补特性，可通过吸收式制冷机组进行能量转化，燃气锅炉、电制冷装置作为补充备用机组。本文提出的多能耦合综合能源系统框架如图1所示。

图1 考虑碳流的多能耦合综合能源系统框架Fig. 1 Framework for an integrated multi-energy coupled energy system with carbon flows

1.2 综合能源系统内关键设备数学模型

1.2.1 电解水制氢

1.2.2 储氢

1.2.3 燃氢轮机

1.2.4 碳捕集设备

1.2.5 氢气甲烷化

2 期货式碳交易机制

碳交易机制的提出使碳排放量成为可交易的商品，通过市场经济手段刺激发电企业控制碳排放量，从而达到社会节能减排的目标。传统碳交易机制依赖政府相关部门分配的免费碳排放份额，实际超出或不足部分则根据每日碳交易价格进行买卖。碳交易市场已经在北京、上海、广州等7个试点进行尝试，但目前依旧处于弱态有效市场，免费限额配置过多、市场交易方式局限、市场环境落后等问题造成市场效率低下[23-24]。

随着“双碳”目标的提出与确立，全国减排目标细化下分至各省级相关监管部门，从长时间尺度的规划目标角度考虑，可在现有传统短期日交易机制基础上增加长期期货式交易机制，具体流程如图2所示。

图2 期货式碳交易流程Fig. 2 Flow chart of futures-based carbon trading

该机制降低了给予电厂等碳排放源企业的免费碳排放份额，但允许企业以低于市场实时交易的价格进行年碳排量的期货购买，具体可购买量的上限由相关政府部门根据去年企业碳排量的实际情况，结合当地整体减碳目标进行评估确定。在期货合同约定的一年内，企业可根据自身运行特性进行碳排量的调整，在碳排量富余或紧缺时，依旧可以选择是否参与到传统的碳交易日市场中。最后，监管部门进行年度核算，若发现超出约定的年碳排量，相关企业将受到巨额惩罚且下一年期货购买价格提高，若没有超出则给予奖励且下一年期货购买价格适当降低。

该交易机制给予了企业更高的碳排灵活性，但对企业年度运行规划及实施把控的精准度提出了更高要求。企业在一年营业期间内通常存在旺季和淡季，该交易机制使企业避免在旺季高价购买大量碳排权，而在淡季低价售出碳排权。企业在约定的时间内还可以参与传统日交易市场，以比期货购买成本高的价格售出富余的碳排权，只要保证在年度核算时，总碳排量不超过年初购买期货量即可。

该交易机制可有效结合每个阶段减碳目标，刺激碳排源企业升级产业低碳技术的同时，减少企业成本增加压力，而且保证了传统碳交易日市场的价格稳定性，有利于碳交易市场长远发展。

基于以上机制，综合能源系统购买期货式碳排权成本Ccm可表示为

3 综合能源系统年度规划模型

3.1 目标函数

3.1.1 投资成本

3.1.2 运行成本

3.1.3 碳成本

3.1.4 惩罚成本

3.2 约束条件

3.2.1 综合能源系统供需约束

3.2.2 常规机组出力约束

3.3 模型求解

针对上述优化模型，采用改进差分进化算法（modified differential evolution，MDE）进行求解。MDE是一种基于群体的启发式搜索算法，与遗传算法类似都包括变异、杂交和选择操作，根据算法中变异过程原理改进变异算子F，可以提高寻优效率。参考文献[23]中自适应变异算子及算法参数设置，基于Matlab软件Yalmip工具，调用Gurobi求解器进行计算，基本流程如图3所示。

图3 优化模型求解流程Fig. 3 Flowchart of optimization model solution process

4 算例分析

4.1 算例背景

选取新疆东部某风光水新能源基地为场景，基地风、光、水电年出力如图4所示。该基地的清洁能源参与了“疆电外送”项目，外送电负荷及本地自用的冷热氢电负荷曲线如图5所示，该部分氢负荷是为地区燃氢电动车预留的加氢站内常规负荷。以周为时间颗粒对基地的多能流综合能源系统进行年度运行优化，系统设备参数见表1～3，其中3号燃气轮机为燃氢轮机，最大出力为最大可建设容量。

图4 风/光/水电最大出力值Fig. 4 Maximum output power of wind power/photovoltaic/hydropower

图5 负荷需求曲线Fig. 5 Load demand curve

表1 火电机组参数Table 1 Thermal power unit parameters

表2 燃气轮机参数Table 2 Gas turbines parameters

表3 设备参数Table 3 Equipment parameters

4.2 规划结果分析

本文设置3种规划案例对比分析。案例1：采用本文提出的多能流密切耦合的综合能源系统；案例2：不考虑系统内电解水反应过程中余热利用，不考虑氢气甲烷化反应；案例3：不考虑氢气燃气轮机。

规划结果如表4、表5所示。由表4、表5可看出，案例1总成本最低，案例2由于没有考虑余热利用，导致在春秋季节传统燃气轮机须增加出力供给热能，使燃料成本和碳成本增加了约3.1%，而不考虑氢气甲烷化反应导致可再生能源制氢量减少，弃风、弃光的惩罚成本增加了3 294.58万元。案例3将制取氢气全部转换为甲烷，减少了购买天然气量，燃料成本减少了4.30%，但制取甲烷提高了系统整体运行成本。除此之外，由于未考虑燃氢轮机的出力，使传统火电机组和传统燃气轮机出力增长，导致购买碳排权以及碳封存的成本增长了4 267.07万元，且在夏季峰值时刻由于缺少燃氢轮机出力，出现了约1.12%的失负荷量，造成了1 100.40万元的惩罚成本。

表4 优化后容量规划配置Table 4 Optimized capacity planning configuration

表5 成本目标函数分析Table 5 Cost objective function analysis

由此可见，本文提出的综合能源系统能充分考虑多种能量耦合关系，使系统具有更好的经济效益，提高了可再生能源利用率，满足了碳排量要求，提高了系统供电稳定性。

4.3 机组中长期尺度运行优化分析

在案例1规划建设的基础上，对各机组出力特性进行分析，结果如图6所示。由图6可知，在春季和秋季由于负荷需求较小且可再生能源出力较多，因此系统内机组出力较小，可在春秋季节安排检修计划。在冬季和夏季，各机组处于满载状态，燃氢轮机在负荷高峰时刻进行燃氢出力，保证系统不出现切负荷情况。

图6 火电机组、燃气轮机出力曲线Fig. 6 Output curves of thermal power units and gas turbines

图7为系统内多种燃气轮机和多能耦合反应过程的热出力曲线，整个系统热能需求基本可通过多能耦合过程的余热满足，不需要额外通过燃气锅炉增加出力。在传统燃气轮机出力较少的春秋季节，电解水反应产生的余热承担了热负荷需求。氢气甲烷化反应在系统内受限于氢气富余量，因此对整体系统提供热能较少，但依然有效承担了部分热负荷，未来有较大的发展潜力。

图7 燃气机组和多能耦合反应过程热出力曲线Fig. 7 Heat output curves for units and multi-energy coupled reaction processes

图8为冷能机组出力曲线，冷能优先通过双效吸收制冷机将富余的热能转化成冷能，但由于传统燃气轮机和燃氢轮机夏季出力时间集中在27～34周，因此系统仍需要电制冷机组进行出力填补冷负荷需求缺口。

图8 冷能机组出力曲线Fig. 8 Output curves for chillers

4.4 系统制-储-用氢的季节性优化分析

图9为电解水装置制氢反应曲线。图10为季节性氢储能的充放及整体容量状态曲线，可以看出氢能的制-储-用环节具有明显的季节性。在净负荷曲线最容易出现弃风、弃光、弃水时间段，电解水装置集中制氢并储存。存储的氢能一方面在其他无多余风光制氢的时间段内满足常规氢气负荷需求，防止出现因无氢可用而强制制氢的情况；另一方面在电负荷需求峰值时段通过燃氢轮机发电，缓解传统机组应对尖峰负荷的压力，提高传统机组的年负载率以及系统供电可靠性。